Hva er galt med trias?

Trias har vært skuffende for oljeselskaper som leter etter olje og gass i Barentshavet. «Norsk sand» kan være nøkkelen til suksess.

Det har gått 35 år siden letingen etter det svarte gullet startet i Barentshavet.
De seneste årene har oljeselskapene vist stadig større interesse for norsk sokkels minst utforskede område. Mange brønner er boret, og mange funn – inkludert noen store – er gjort. Likevel er det spesielt én tidsperiode som har skuffet: trias.
Goliat – som kanskje kommer i produksjon i år – er med reservoar i trias sandsteiner et hederlig unntak. Men feltet i Hammerfestbassenget er fortsatt det eneste kommersielle funnet i trias. Og det til tross for en rekke tekniske funn i trias sandsteiner de siste ti årene. Hva er egentlig galt med trias?
Flere tekniske funn
De første undersøkelsene etter petroleum i Barentshavet ble gjort på 1980-tallet, og det er primært bergarter av trias til midtre jura alder (Realgrunnengruppen) som har vært i fokus.
I følge Oljedirektoratets faktasider har hele 27 brønner ledet til funn av hydrokarboner i reservoarbergarter av trias alder i Barentshavet. Men mange oljeselskaper har fått en streng påminnelse om at et funn ikke nødvendigvis er kommersielt.
De fleste brønnene har allerede blitt plugget og forlatt fordi analysene av store datamengder har vist at funnene ikke er store nok til å være drivverdige. På fagspråket blir de gjerne omtalt som «tekniske funn».
Reservoar over kilde
Mot slutten av paleozoikum var Norge en del av superkontinentet Pangea. Norge lå da i den subtropiske sonen omtrent 25 – 36 grader nord for ekvator, og Barentshavet lå den gang som nå nord for Norge.
Uralfjellene i Russland og Fastlands-Norge var utsatt for erosjon, og store elvesystemer fraktet enorme mengder sedimenter ut i Barentshavet. Fra sen perm og tidlig trias begynte kystlinjen å bygge seg ut mot nord fra Norge og mot vest fra Russland, noe som ga opphav til sandrike skråstilte lag (klinoformer).
De seismiske dataene viser at slike klinoformer eksisterer over store deler av Barentshavet, ikke minst er de kjente fra Goliat-feltet. Det innebærer at kystlinjeutbyggingen må ha vært en regional hendelse.
I sen trias hadde kystlinjen strukket seg helt frem til Svalbard.
Petroleumsgeologene liker den paleogeografiske utviklingen i Barentshavet, ettersom de sandrike sedimentene fra trias har overlagret eldre marine, organisk rike og finkornede sedimenter.
Eller sagt på en annen måte, de mulige reservoarbergartene ligger over de potensielle kildebergartene.

Sandkorn fra Russland – også i nord
Oljedirektoratet har sammen med SINTEF Petroleumsforskning gjort undersøkelser som gir ny kunnskap om geologien på Svalbard og det nordlige Barentshavet.
Undersøkelsene, som startet med grunne boringer utenfor Kong Karls Land i 2005, har blant annet ledet til konklusjonen om at mesteparten av den triassiske sanden i Barentshavet kommer fra Uralfjellene i Russland. Noe kom også fra det som i dag er Fastlands-Norge.
– Provenansstudier bekrefter at de triassiske sandene i nord kommer fra Uralfjellene, påpeker Bjørn Anders Lundschien, prosjektkoordinator og geolog i Oljedirektoratet.
Det har tidligere versert en hypotese om at sedimenter avsatt rundt Svalbard har stammet fra et tidligere mikrokontinent lengre nord kalt Crockerland.
– Debatten om et tapt kontinent i nord kan legges død, konkluderer Lundschien.
De nye forskningsresultatene vil blant annet komme til nytte for geologer og geofysikere som tolker seismikk.
– De stratigrafiske boringene har gjort at vi kan datere samtlige nøkkelreflektorer i Barentshavet. Dateringene vil bidra til bedre tolkning av seismikken og dermed økt forståelse for den geologiske utviklingen, forteller Atle Mørk, seniorforsker ved SINTEF Petroleum.
Mørk forteller videre at deltautbyggingene i trias var mer utbredt enn tidligere antatt med flere store kanalsystemer. Også dette har stor betydning for den geologiske forståelsen av Barentshavet.
– Vi har påvist hele petroleumssystemer med kilde- og reservoarbergarter i gunstige posisjoner, sier Mørk.
Resultatene fra undersøkelsene har nylig blitt publisert i Oljedirektoratets Bulletin som består av elleve forskningsartikler om geologien på Svalbard og den nordlige delen av Barentshavet.

Mange mulige kildebergarter
Barentshavet inneholder en rekke kildebergarter, og mens noen av dem er mektige og utbredte, er andre tynne og med en mer lokal utbredelse. Andre eksisterer antakelig bare langt mot nord, ettersom de ikke har blitt påtruffet i brønner.
Funn og brønner som har påvist restolje forteller oss at de fleste reservoarene inneholder olje fra flere av disse kildebergartene.
De triassiske kildebergartene er representert ved Steinkobbe– og Botnheiaformasjonene. Steinkobbeformasjonen ble avsatt i tidlig til midtre trias og befinner seg sør i Barentshavet. Den ble avsatt på om lag samme tid som Botnheiaformasjonen som ligger lengre nord rundt Spitsbergen.
Det er antatt at minst noe av oljen som er funnet i Goliat har sitt opphav i Steinkobbeformasjonen (GEO 05/2012; «Trias i nord – opptur i Barentshavet»).
Men det finnes også både eldre og yngre kildebergarter som er verdt å merke seg.
– Den eldste beviselig gode kildebergarten i området er av karbon alder, og består delvis av kull og delvis av skifer, forteller Dag Karlsen, professor ved Institutt for geofag ved Universitetet i Oslo.
De fleste petroleumsgeologer tenker umiddelbart gass når de hører kull, men Karlsen påpeker at kull også kan være kildebergart for olje, og ser ikke bort fra at dette kan ha vært tilfellet i Barentshavet.
– Fra Grønland vet vi at det ble avsatt marine finkornede sedimenter i sen perm i Ravnefjellformasjonen. Analoger til denne formasjonen har ikke blitt påvist i brønner i Barentshavet, men det er ingen grunn til å tro at den ikke finnes også der, fremholder Karlsen.
Den mest kjente kildebergarten på norsk sokkel, inkludert Barentshavet, er av sen jura alder. I Nordsjøen er den kjent som Draupneformasjonen, og på midtnorsk sokkel i Spekkformasjonen. I Barentshavet tilhører denne Hekkingenformasjonen.
Hekkingenformasjonen regnes som den mest produktive kildebergarten i Barentshavet, og den er svært utbredt. Likevel er det kun i de vestlige delene av Hammerfestbassenget og langs Loppahøyden at den har modnet tilstrekkelig for å kunne avgi olje og gass.
Hekkingen olje er funnet i Goliat, og en antar også at oljen i Skrugard kan ha sitt opphav i denne formasjonen.
Ifølge Karlsen finnes det muligens også en annen kildebergart i Barentshavet som ble avsatt i sen jura og gjennom kritt.
– Men denne kildebergarten ble avsatt som en rekke individuelle lagpakker mellom klastiske sedimenter. Slik «utvanning» gir generelt dårlige kildebergarter, blant annet fordi mye går tapt i migrasjonsprosessen, forklarer professoren.

Må forstå petroleumssystemet
Kildebergartene er på plass. Det er også reservoarbergartene. Så hvorfor har boringer i trias resultert i så mange tørre brønner eller kun tekniske, ikke drivverdige funn?
– Alt har å gjøre med timing. Oljen er svært dynamisk. Den genereres fra kildebergartene, migrerer, og fyller fellene. Etter en tid lekker den ut og migrerer inn i en ny felle, eller lekker opp til havbunnen, forklarer Karlsen.
– I et geologisk tidsperspektiv har oljen kort levetid i feller.
Barentshavet har gjennomgått flere episoder med hevning og erosjon. Derfor har kildebergartene og fellene en komplisert historie med oljegenerering, innfylling og lekkasje (GEO 01/2014; «Hevning – godt for Barentshavet»).
Professoren liker å se på en felle som en bankkonto som stadig blir fylt på og tappet. For en felle er et dynamisk system som er åpent i begge ender.
En felle som fylles opp med gass, vil fortrenge oljen fra de nedre flankene. Det samme skjer om gassen i fellen utvides som følge av hevning. Hevning kan også lede til at takbergarten sprekker opp på grunn av høyere trykk. Det kan føre til lekkasje fra toppen av reservoaret.
Oljen finnes altså der innfyllingen har vært større enn lekkasjen.
– I tektonisk aktive systemer som Barentshavet er det av aller største viktighet at det har vært påfylling av «bankkontoen» senest mulig.
Ifølge professoren har oljen som ble dannet i jura langt på vei fortrengt oljen som lå i fellene i trias. Men han tror fortsatt det er mulig å finne mer av den «gamle» oljen.
– Den vil i dag befinne seg langs kanten av bassengene, både på grunn av fortrengning og hevning, mener Karlsen, og peker blant annet på russisk side av Barentshavet og Fedinsky-høyden (Hjalmar Johansen-høyden) som ett av flere interessante områder.
«A4-feilen»
Til tross for mer enn 30 års undersøkelser er Barentshavet fortsatt et relativt lite forstått område. Kan de – så langt – skuffende resultatene fra boringer i trias også forklares med at vi kun så vidt er i gang med letingen?
– Vi gjør alle det jeg kaller for «A4-feilen». Der vi ser på Barentshavet på ett A4-kart, studerer vi Nordsjøen på femti A4-kart, fremholder Atle Mørk, seniorforsker ved SINTEF Petroleum.
For Barentshavet dekker et enormt areal – 1,4 millioner km2, hvorav 234 000 km2 per i dag er åpnet for petroleumsvirksomhet. Til sammenlikning er den norske delen av Nordsjøen ca. 160 000 km2. Men i Barentshavet er det gjort langt færre boringer.
– Boretettheten er svært liten, det er gjort veldig få i forhold til arealet, sammenlignet med Nordsjøen, sier Mørk.

711x242_Triassic Channel image

Multiple horisonter med kanaler tilhørende Snaddformasjonen på Lpphøgda. Bredden på kanalene varierer, men kan komme opp i tre kilometer. Sandene ligger ofte over hverandre og har noen steder klare hydrokarbonindikatorer. Tom Kipling i Dolphin Geophysical tror sandlegemene kan ha god reservoarkvalitet. De er tidsekvivalenter til sandene i Caurus-funnet fra 2008 (senere omdøpt til Langlitinden). Illustrasjon: Tom Kipling, Dolphin Geophysical

«Norsk» sand er best
Langlitinden på Bjarmelandplattformen er ett av mange tekniske funn i trias. Brønn 7222/11-1 ble boret av Statoil i 2008 og påviste olje og gass på flere nivåer i trias. Funnet ble imidlertid ikke ansett som drivverdig.
Dagens lisenspartnere ble tildelt arealene i 2012. Det var gassfunnet Norvarg som fornyet interessen for prospektet.
Brønn 7222/11-2 ble boret i første kvartal i 2014, og også her ble det funnet olje i en kanalsand tilhørende Kobbeformasjonen (GEO 02/2014; «På jakt etter reservoaranalog»), men funnet ble heller ikke denne gangen betraktet som drivverdig.
– Det som overrasket oss mest var at mengden sand i Kobbeformasjonen var betydelig mindre enn ventet, og reservoarkvaliteten i sanden vi påtraff var dårlig fordi kornstørrelsene var svært små, forteller Kjell Martin Edin, geolog i Det norske.
Ifølge Edin er det lærdom å hente fra Langlitinden og andre nærliggende brønner.
– Vi vet at Kobbeformasjonen er et produkt av to forskjellige avsetningsmiljøer. Det ene systemet er sanden som har blitt transportert fra Uralfjellene i øst, og det andre er sanden som kom fra Norge og Fennoskandia i sør, forklarer Edin.
Felles for funnene som er boret i Kobbeformasjonen med sand fra Uralfjellene er at de er små og holder dårlig reservoarkvalitet.
– Goliat-funnet ble derimot gjort i Kobbeformasjonen med sand transportert fra Fennoskandia. Denne sanden ble avsatt i et system som hadde mer energi, den er dermed renere og grovere. Dette, sammen med en kvartsrik mineralogi og at reservoarseksjonene er tykkere, gir atskillig bedre reservoar, poengterer geologen.
Ifølge Edin har Det norske tatt inn over seg at trias er «vanskelig», noe som spesielt gjelder på Bjarmelandsplattformen.
– Trias letemodell på Bjarmelandsplattformen har vist seg å være svært utfordrende, fremholder Edin, og legger til at selskaper som velger å bore trias prospekter tar stor risiko.
Små og store kanalsystemer
Langlitinden er ett av flere eksempler på funn som er gjort i triassiske sandsteiner i Barentshavet og som har blitt stemplet som «ikke drivverdige» fordi de er for små eller at reservoaregenskapene har vært dårligere enn antatt.
– Noe av det som ofte karakteriserer funnene er at de er gjort i kanalsander som er omgitt av leirstein. Disse reservoarene er gjerne for små og isolerte til å kunne bli drivverdige. Oljeselskapene ønsker å finne analogier til Snorre-feltet i Nordsjøen (også trias reservoarbergart), der flere kanaler ligger stablet oppå hverandre og har god kommunikasjon, forteller Lundschien.
Og ifølge Lundschien finnes det allerede ett eksempel på slike stablede kanaler i Barentshavet.
– På Gohta-prospektet ble det boret sandsteiner av trias alder som hadde svært gode reservoaregenskaper, også disse består av kanalsand, men de skulle vise seg å være knusktørre, utdyper geologen.
Lundschien mener kanalsanden i Gohta både er tykk nok og har gode nok reservoaregenskaper til å kunne ha vært et drivverdig funn om den hadde vært fylt med olje, og han poengterer videre at sandene viser at store kanalsystemer eksisterer i Barentshavet.
I likhet med professor Karlsen, mener også OD-geologen at det er avgjørende å ha kontroll på migrasjonshistorien i Barentshavet om en skal finne olje. For den er der.
Flere boringer vil etter all sannsynlighet lede til flere funn. Også i trias. Men rådet til geologene er å gå etter reservoarer med «norsk» sand.

 

Older Post

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X